La situación de las reservas de gas natural y el impacto en el gasoducto

A inicios de febrero, el Ministerio de Energía y Minas (Minem) indicó que las reservas de gas natural en el 2018 eran de 10,6 trillones de pies cúbicos (TCF). La cantidad fue considerablemente menor a los 16,1 TCF que había solo dos años antes.

La reducción es considerable, comparado con años previos. Sin embargo, desde el sector ven el panorama a través de una ventana móvil de 20 años, como explicó exministro Juan Carlos Liu a este diario.

¿Qué tanto impacta esto a los proyectos en hidrocarburos? A la espera está el Sistema Integrado de Transporte de Gas (SIT Gas), antes llamado Gasoducto Sur Peruano. No obstante, también dependerá la cantidad de reservas recuperables, recursos contingentes y la inversión queda a la espera las reservas contingentes.

Reservas y recursos

Para entender ello, primero hay que explicar las clasificaciones designadas a las reservas de gas natural.

Según el Libro Anual de Hidrocarburos, para que las cantidades de gas natural sean consideradas reservas deben cumplir con los criterios de ser descubiertas, recuperables –a través de proyectos de desarrollo–, comerciales y estar remanentes.

Para ser calificadas como reservas probadas, cumplen con una “certeza razonable a ser recuperables comercialmente”. La probabilidad para recuperar el gas natural, en este caso, es de 90%.

Gustavo Navarro, socio director de Gas Energy, lo resume bajo dos condiciones: que se haya descubierto y comprobado la existencia del gas, además de medirse el volumen; y que tenga viabilidad comercial, con un contrato, un medio de transporte y un mercado para este. “Si esas condiciones no se dan, entonces este volumen de gas en el subsuelo no es reserva”.

En el caso de las reservas probables y posibles, se tratan de adicionales, pero con menor probabilidad de ser recuperadas, la primera con más chances que la segunda.

Si las cantidades quedan como recursos contingentes, se debe a que los proyectos en la zona se encuentran en etapa de maduración.

Reducción

Para el 2013, las reservas de gas natural eran de 15 TCF, disminuyendo 0,4 TCF al año siguiente y 0,5 TCF en el subsiguiente. Para el 2016, aumentó a 16,1 TCF, cayendo a 10,6 TCF. La razón se debería a una reducción de volúmenes en los lotes 56 y 88, concesionados a Camisea, según el Minem.

Juan Carlos Liu explicó que, de los 5,5 TCF reducidos en los 2 años, 3 TCF de ellos aún existen, pero también falta la infraestructura, por lo que varió su calificación. “Solo ha cambiado de denominación. Cuando se ponga nuevamente el gasoducto, lo incorporaríamos”, señala. La referencia es a la asiática China National Petroleum Corporation (CNPC) y la explotación de gas natural en el lote 58, aún en espera. Es necesario mencionar que en el 2016, esta empresa había descubierto 3,9 TFC de gas natural.

Los otros 2,5 TCF a los que señala Liu se deben a una nueva metodología, evaluando el volumen y la presión de los pozos ya revisados. “Aquí haces un análisis más fino”, añade.

Gustavo Navarro cuenta que el aumento de reservas de gas natural en el 2016 sucedió mientras estaba vigente el contrato del proyecto del Gasoducto Sur Peruano, a cargo del consorcio integrado por Odebrecht, Enagás y Graña y Montero. “Cuando se cae el proyecto y se paraliza la obra, automáticamente dejó de tener el gas comercial, porque ya no había un medio para trasladarlo. Dejó de ser un recurso probado y se convirtió en contingente”.

Recuerda que el lote 58 –con contrato con CNPC– tiene recursos contingentes, pero no reservas probadas. “En cuanto se firme la ejecución del gasoducto, automáticamente todo el volumen de eso se convierte en reserva probada”, añade.

Además de las reservas probadas, hay 1,9 TCF de reservas probables y 1,6 TCF de posibles, así como 5,31 TCF de gas natural como recurso contingente y 31 TCF como prospectivos –estimado de gas para ser potencialmente recuperable, pero que aún no se ha descubierto–.

Sin embargo, se debe mencionar que el índice de reposición de reservas también disminuyó en 2017 y 2018, en -5,8 y -3,86, respectivamente. Para el 2016, el índice fue de 5,06, por lo que el Minem señala que “se necesita el ingreso de nuevos proyectos para lograr reponer los volúmenes producidos”.

Implicancia en el gasoducto

Como había señalado antes Navarro, la firma del contrato y ejecución del SIT Gas da la posibilidad de que se recuperen parte de los recursos contingentes para que sean reclasificados como probados.

Carlos Herrera Descalzi, exministro del Minem y decano del Colegio de Ingenieros del Perú, recordó que el proyecto inicialmente tenía previsto utilizar las reservas del lote 58, pero posteriormente se varió para que el gas a usar provenga del lote 88. “Pluspetrol no dijo que iba a dar gas al sur, sino que iba a dar su mejor esfuerzo”, añadió.

Sin embargo, sostuvo que, para el SIT Gas, “se debería tener gas para 30 años, como mínimo”. De acuerdo al cuarto informe del sector de gas natural en Perú en 2019, la proyección estimada de abastecimiento de gas natural era por 29 años, utilizando las cifras de 2017, cuando la cantidad de reservas era de 12,9 TCF. Para el 2018, el número se redujo a 10,6 TCF. Asimismo, de acuerdo al rescindido contrato del Gasoducto Sur Peruano, de 2014, se acordaba la concesión por 34 años.

¿Será viable el gasoducto? “Ahorita tenemos reservas como para hacer el gasoducto”, indicó Carlos Gonzáles, experto en hidrocarburos, a Canal N. Añadió que “tenemos gas como para 40 años” solo del lote 88. No obstante, “eso es ver una forma estática”. Coincide con Herrera Descalzi en que los años de reservas puede disminuir conforme aumenta la demanda.

Sin más contratos para la exploración y explotación de gas natural, no se podrá aumentar la cantidad de reservas en el país. Además, la reposición de reservas continuaría en números negativos. El especialista indica que ello es necesario, además de una garantía de suministro de 50, 60 o 70 años.

Para Gonzáles, la reposición se logrará con mayor exploración, o volver viables económicamente los recursos contingentes. “Lo peor que nos puede pasar es que nos estemos demorando como con Camisea. No podemos hacer lo mismo. Estamos viviendo una época de cambio tecnológico. Todo el mundo mira las energías renovables”, expresa y explica que en otros países ya planifican las opciones de energías a utilizarse dentro de 30 años.

Generación eléctrica

También se debe considerar la necesidad de este proyecto, en el ojo de la prensa por la demanda de arbitraje presentada por Odebrecht.

“Corresponde a una promesa hecha al sur del Perú desde hace más de 10 años. Es un proyecto que los pueblos del sur del están esperando”, indica Herrera.

Como indica el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-Sinac) en su Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), la generación eficiente –que utiliza el gas natural como una de sus fuentes– mantiene una oferta cubierta hasta el 2022. Sin embargo, para el resto de esa década, la disponibilidad “es todavía incierta”.

Ello se debe a que la mayor fuente potencial de la generación eficiente del SEIN es el nodo energético del sur, dependiente de que haya gas natural en esa zona del país.

El reporte plantea el escenario sin la llegada de este recurso, desde el 2022 habría un déficit en la generación eficiente en el SEIN, pero desde el 2028 también se daría un racionamiento, al superarse las reservas de SEIN.

El COES plantea que, para evitar este último escenario, se recurra al diésel para tener una generación eficiente, “cuyo costo equivale a la unidad más cara del SEIN”. La cantidad de uso de este hidrocarburo sería de 374 MW en el 2022, pero llegaría a 3.761 MW. De entrar en operación el SIT Gas en el 2026, solo entre esos años habría preocupación, alcanzando una generación eficiente de hasta 2 mil MW. Una tercera alternativa es una demanda pesimista.

Según Navarro, con el GSP se llegaría a un orden de 300 millones de pies cúbicos por día (MMPCD) y llegar a picos de 500 MMPCD en las centrales.

Petroquímica

“El gasoducto del sur necesitaría de un consumidor importante y ese sería una planta petroquímica”, sostiene Herrera Descalzi. “Para la demanda ayuda bastante. Trabaja en forma permanente. En cambio, un mercado eléctrico no ayuda de esa manera, su consumo de gas no es uniforme”, añade.

Navarro coincide en la necesidad de una planta petroquímica de fertilizantes y explosivos, la que estima una demanda adicional de 130 MMPCD. “El Perú importa hoy una barbaridad de explosivos para la minería”, indica. Con la petroquímica, señala, cabe la posibilidad de producir ese componente, además del amoniaco y la urea. “En el sector hidrocarburos, dejamos de importar combustibles de petróleo y derivados para usar los recursos disponibles de gas natural”, explica. Gonzáles indica que la petroquímica debe tener una garantía de 20 años para sus suministras, con lo que se podría considerar un proyecto.